Для примитивного расчета без вертушки делается так:
перемножаешь пористость, сжимаемость и толщину одного пласта, затем делишь на сумму того же самого для всех пластов и умножаешь на общий дебит;ф - это пористость;ct - сжимаемость коллектора;ct = co x So + cw x Sw + cf;co - сжимаемость нефти;So - нефтенасыщенность;cw - сжимаемость воды;Sw - водонасыщенность;cf - сжимаемость скелета горной породы;h - толщина каждого из пропластков;qt - общий дебит;qi - дебит по каждому пропластку;
Может, хотя бы по kh поделить? С учетом разницы депрессий и PVT, если она существенная. Правда, скин придется одинаковый взять. ПГИ хорошо, но проводят их неохотно, и не всегда есть техническая возможность сделать нормально с технологическим дебитом.
Что-то слабо верится в такие точные замеры плотности там, где и дебит-то посчитать иногда нормально не могут. Только если ооочень сильно отличается плотность, и работает преимущественно один пласт, то можно сказать какой.
И потом - если заметная доля воды, то такой расчет уже не работает даже теоретически.
Немного обидно за цех. А так, нормальная точность замера плотности до 3-го знака, если для очень надо, то до 4-го. Лучше, если есть данные именно по данной скважине до приобщения второго объекта. А так простенькая табличка в екселе, считать будет тоже до 4-го знака. По поводу обводнённости, не стоит забывать, что водапо объектам тоже бывает разная. У меня например 1,181 и 1,057 г/см3. Какая проблема?
Чем ближе однообъектные скважины и чем их больше, тем точнее получиться. Но у меня были данные по одному пласту до приобщения, по второму да, статистика.
По плотности смеси пришлось пересчитывать обводнённость в газовых скважинах. Подача метанола давала приличный прирост объёма жидкости. Насколько, по плотности легко пересчитать.
Вы не обижайтесь, дело же не в том что раздолбаи или руки кривые. Посчитать плотность конкретной пробы можно как угодно точно. Просто пласт работает по-своему, насос по-своему, в стволе скорости разных флюидов разные (крайний случай этого явления - выход пачек воды/нефти). Отсюда вопрос - насколько конкретный замер представляет работу скважины? Если плотность нефти по Ващим пластам отличается незначительно, то насколько будет представительность замера влиять на Ваше распределение? А если 2 фазы?
Я говорю о том, по мере уточнения данных, модель объекта будет усложняться, приобретать "рельеф". Но Земля вначале была плоской и ничего, как-то путешествовали. А сейчас с GPSкой скважину найти не можем.
Если ничего другого нет, делим добычу по продуктивности. Точнее в итоге все сводится к применению закона Дарси, и добыча с каждого объекта зависит от оценки текущего состояния каждого объекта и его свойств, для более точного разделения можно еще в Prosper сделать модель.
Да, ГДИшники напридумывали всякой ерунды, проницаемости там, скин-факторы какие-то, давления пластовые. Хотя всем давно понятно, что если в одной скважине дебит 100, а в соседней 300, то бури посередине и будет 200 - понятный и легкий способ.
Да, ГДИшники напридумывали всякой ерунды, проницаемости там, скин-факторы какие-то, давления пластовые. Хотя всем давно понятно, что если в одной скважине дебит 100, а в соседней 300, то бури посередине и будет 200 - понятный и легкий способ.
PLT тебе поможет
Это точно ;0)
Скважины, я надеюсь вертикальные?
да
Я думаю, товарищ интересовался, не технически-инструментальными методами определения =)
Для примитивного расчета без вертушки делается так:
перемножаешь пористость, сжимаемость и толщину одного пласта, затем делишь на сумму того же самого для всех пластов и умножаешь на общий дебит;ф - это пористость;ct - сжимаемость коллектора;ct = co x So + cw x Sw + cf;co - сжимаемость нефти;So - нефтенасыщенность;cw - сжимаемость воды;Sw - водонасыщенность;cf - сжимаемость скелета горной породы;h - толщина каждого из пропластков;qt - общий дебит;qi - дебит по каждому пропластку;
Ужас-ужас.
Может, хотя бы по kh поделить? С учетом разницы депрессий и PVT, если она существенная. Правда, скин придется одинаковый взять. ПГИ хорошо, но проводят их неохотно, и не всегда есть техническая возможность сделать нормально с технологическим дебитом.
Если есть различие по плотности нефти, то можно пересчитать долю для каждого пласта.
Что-то слабо верится в такие точные замеры плотности там, где и дебит-то посчитать иногда нормально не могут. Только если ооочень сильно отличается плотность, и работает преимущественно один пласт, то можно сказать какой.
И потом - если заметная доля воды, то такой расчет уже не работает даже теоретически.
более менее универсальная методика по КСП - коэфффициент светопоглощения
Немного обидно за цех. А так, нормальная точность замера плотности до 3-го знака, если для очень надо, то до 4-го. Лучше, если есть данные именно по данной скважине до приобщения второго объекта. А так простенькая табличка в екселе, считать будет тоже до 4-го знака. По поводу обводнённости, не стоит забывать, что водапо объектам тоже бывает разная. У меня например 1,181 и 1,057 г/см3. Какая проблема?
Фоновую плотность нефти/воды по соседним скважинам берёте?
Чем ближе однообъектные скважины и чем их больше, тем точнее получиться. Но у меня были данные по одному пласту до приобщения, по второму да, статистика.
По плотности смеси пришлось пересчитывать обводнённость в газовых скважинах. Подача метанола давала приличный прирост объёма жидкости. Насколько, по плотности легко пересчитать.
Вы не обижайтесь, дело же не в том что раздолбаи или руки кривые. Посчитать плотность конкретной пробы можно как угодно точно. Просто пласт работает по-своему, насос по-своему, в стволе скорости разных флюидов разные (крайний случай этого явления - выход пачек воды/нефти). Отсюда вопрос - насколько конкретный замер представляет работу скважины? Если плотность нефти по Ващим пластам отличается незначительно, то насколько будет представительность замера влиять на Ваше распределение? А если 2 фазы?
Объект всегда будет соответствовать уровню нашего познания. Есть возможность измерять дебит в скважине, прекрасно. А так приходиться выкручиваться.
Интересная фраза. Объект наоборот не обязан ничему соответствовать. "Пласт всегда прав".
ГДИшники любят всё усложнять и "видеть" разные чудеса.
По плотностям понятный и легкий способ. На эти сто тысяч "если..." по плотностям, вертушка тоже не святое. Надо использовать то, что есть.
"Пласт всегда прав"
Я говорю о том, по мере уточнения данных, модель объекта будет усложняться, приобретать "рельеф". Но Земля вначале была плоской и ничего, как-то путешествовали. А сейчас с GPSкой скважину найти не можем.
Если ничего другого нет, делим добычу по продуктивности. Точнее в итоге все сводится к применению закона Дарси, и добыча с каждого объекта зависит от оценки текущего состояния каждого объекта и его свойств, для более точного разделения можно еще в Prosper сделать модель.
PLT очень хорошо помогает уточнить допущения.
Да, ГДИшники напридумывали всякой ерунды, проницаемости там, скин-факторы какие-то, давления пластовые. Хотя всем давно понятно, что если в одной скважине дебит 100, а в соседней 300, то бури посередине и будет 200 - понятный и легкий способ.
В конце забыл добавить "НА...." =))))